Способ глубокой утилизации тепла дымовых газов. Способ утилизации теплоты уходящих газов Улучшения экологических показателей утилизации теплоты дымовых газов

Утилизация тепла отходящих дымовых газов

Дымовые газы, покидающие рабочее пространство печей, имеют весьма высокую температуру и поэтому уносят с собой значительное количество тепла. В мартеновских печах, например, из рабочего пространства с дымовыми газами уносится около 80 % всего тепла поданного в рабочее пространство, в нагревательных печах около 60 %. Из рабочего пространства печей дымовые газы уносят с собой тем больше тепла, чем выше их температура и чем ниже коэффициент использования тепла в печи. В связи с этим целесообразно обеспечивать утилизацию тепла отходящих дымовых газов, которая может быть выполнена принципиально двумя методами: с возвратом части тепла, отобранного у дымовых газов, обратно в печь и без возврата этого тепла в печь. Для осуществления первого метода необходимо тепло, отобранное у дыма, передать идущим в печь газу и воздуху (или только воздуху). Для достижения этой цели широко используют теплообменники рекуперативного и регенеративного типов, применение которых позволяет повысить к. п. д. печного агрегата, увеличить температуру горения и сэкономить топливо. При втором методе утилизации, тепло отходящих дымовых газов используется в теплосиловых котельных и турбинных установках, чем достигается существенная экономия топлива.

В отдельных случаях оба описанных метода утилизации тепла отходящих дымовых газов используются одновременно. Это делается тогда, когда температура дымовых газов после теплообменников регенеративного или рекуперативного типа остается достаточно высокой и целесообразна дальнейшая утилизация тепла в теплосиловых установках. Так, например, в мартеновских печах температура дымовых газов после регенераторов составляет 750-800 °С, поэтому их повторно используют в котлах-утилизаторах.

Рассмотрим подробнее вопрос утилизации тепла отходящих дымовых газов с возвратом части их тепла в печь.

Следует, прежде всего, отметить, что единица тепла, отобранная у дыма и вносимая в печь воздухом или газом (единица физического тепла), оказывается значительно ценнее единицы тепла, полученной в печи в результате сгорания топлива (единицы химического тепла), так как тепло подогретого воздуха (газа) не влечет за собой потерь тепла с дымовыми газами. Ценность единицы физического тепла тем больше, чем ниже коэффициент использования топлива и чем выше температура отходящих дымовых газов.

Для нормальной работы печи следует каждый час в рабочее пространство подавать необходимое количество тепла. В это количество тепла входит не только тепло топлива , но и тепло подогретого воздуха или газа , т. е. .

Ясно, что при = const увеличение позволит уменьшить . Иными словами, утилизация тепла отходящих дымовых газов позволяет достичь экономии топлива, которая зависит от степени утилизации тепла дымовых газов

где - соответственно энтальпия подогретого воздуха и отходящих из рабочего пространства дымовых газов, кВт, или кДж/период.

Степень утилизации тепла может быть также названа к.п.д. рекуператора (регенератора), %

Зная величину степени утилизации тепла, можно определить экономию топлива по следующему выражению:

где I"д, Iд - соответственно энтальпия дымовых газов при температуре горения и покидающих печь.

Снижение расхода топлива в результате использования тепла отходящих дымовых газов обычно дает значительный экономический эффект и является одним из путей снижения затрат на нагрев металла в промышленных печах.

Кроме экономии топлива, применение подогрева воздуха (газа) сопровождается увеличением калориметрической температуры горения , что может являться основной целью рекуперации при отоплении печей топливом с низкой теплотой сгорания.

Повышение при приводит к увеличению температуры горения. Если необходимо обеспечить определенную величину , то повышение температуры подогрева воздуха (газа), приводит к уменьшению величины , т. е. к снижению доли в топливной смеси газа с высокой теплотой сгорания.

Поскольку утилизация тепла позволяет значительно экономить топливо целесообразно стремиться к максимально возможной, экономически оправданной степени утилизации. Однако необходимо сразу заметить, что утилизация не может быть полной, т. е. всегда . Это объясняется тем, что увеличение поверхности нагрева рационально только до определенных пределов, после которых оно уже приводит к очень незначительному выигрышу в экономии тепла.

Evaluation of Efficiency of Deep recuperation of Power Plant Boilers’ Combustion Productions

E.G. Shadek, Candidate of Engineering, independent expert

Keywords: combustion products, heat recuperation, boiler plant equipment, energy efficiency

One of the methods to solve the problem of fuel economy and improvement of energy efficiency of boiler plants is development of technologies for deep heat recuperation of boiler exhaust gases. We offer a process scheme of a power plant with steam-turbine units (STU) that allows for deep recuperation of heat from boiler combustion products from STU condenser using cooler-condensate with minimum costs without the use of heat pump units.

Описание:

Одним из путей решения проблемы экономии топлива и повышения энергоэффективности котельных установок является разработка технологий глубокой утилизации теплоты уходящих газов из котлов.Предлагаем технологическую схему электростанции с паротурбинными установками (ПТУ), позволяющую с минимальными затратами, без применения теплонасосных установок, осуществить глубокую утилизацию тепла отходящих из котла продуктов сгорания благодаря наличию охладителя – конденсата из конденсатора ПТУ.

Е. Г. Шадек , канд. техн. наук, независимый эксперт

Одним из путей решения проблемы экономии топлива и повышения энергоэффективности котельных установок является разработка технологий глубокой утилизации теплоты уходящих газов из котлов. Предлагаем технологическую схему электростанции с паротурбинными установками (ПТУ), позволяющую с минимальными затратами, без применения теплонасосных установок, осуществить глубокую утилизацию тепла отходящих из котла продуктов сгорания благодаря наличию охладителя – конденсата из конденсатора ПТУ.

Глубокая утилизация тепла продуктов сгорания (ПС) обеспечивается при их охлаждении ниже температуры точки росы, равной для ПС природного газа 50–55 0 С. При этом происходят следующие явления:

• конденсация водяных паров (до 19–20 % объема или 12–13 % веса продуктов сгорания),
• утилизация физической теплоты ПС (40–45 % всего теплосодержания),
• утилизация скрытой теплоты парообразования (соответственно 60–55 %) .

Ранее установлено, что экономия топлива при глубокой утилизации в сравнении с котлом с паспортным (максимальным) КПД 92 % составляет 10–13 %. Отношение количества утилизируемого тепла к тепловой мощности котла составляет порядка 0,10–0,12, а КПД котла в конденсационном режиме – 105 % по низшей теплотворной способности газа.

Кроме того, при глубокой утилизации в присутствии в ПС водяных паров эмиссия вредных выбросов сокращается на 20–40 % и более, что делает процесс экологически чистым.

Еще один эффект глубокой утилизации – улучшение условий и продолжительности службы газового тракта, т. к. конденсация локализуется в камере, где установлен утилизационный теплообменник, независимо от температуры наружного воздуха .

Глубокая утилизация для отопительных систем

В передовых западных странах глубокая утилизация для отопительных систем осуществляется применением водогрейных котлов конденсационного типа, оборудованных конденсационным экономайзером .

Низкая, как правило, температура обратной воды (30–40 0 С) при типичном температурном графике, например 70/40 0 С, в системах отопления этих стран позволяет обеспечить глубокую утилизацию тепла в конденсационном экономайзере, оснащенном узлом сбора, отвода и обработки конденсата (с последующим его использованием для подпитки котла). Такая схема обеспечивает конденсационный режим работы котла без искусственного хладоносителя, т. е. без применения теплонасосной установки.

Эффективность и рентабельность глубокой утилизации для отопительных котлов в доказательствах не нуждаются. Конденсационные котлы получили на Западе широкое применение: до 90 % всех выпускаемых котлов – конденсационные. Эксплуатируются такие котлы и в нашей стране, хотя их производство у нас отсутствует.

В России, в отличие от стран с теплым климатом, температура в обратной магистрали тепловых сетей, как правило, выше значения точки росы, и глубокая утилизация возможна только в четырехтрубных системах (встречающихся крайне редко) или при использовании тепловых насосов. Главная причина отставания России в разработках и внедрении глубокой утилизации – низкая цена природного газа, высокие капзатраты из-за включения в схему тепловых насосов и длительные сроки окупаемости .

Глубокая утилизация для котлов электростанций

Эффективность глубокой утилизации для котлов электростанций (рис. 1) значительно выше, чем для отопительных, в силу стабильной нагрузки (КИМ = 0,8–0,9) и больших единичных мощностей (десятки мегаватт).

Оценим ресурс тепла продуктов сгорания станционных котлов, учитывая их высокий КПД (90–94 %). Данный ресурс определяется количеством сбросного тепла (Гкал/ч или кВт), однозначно зависимым от тепловой мощности котла Q K , и температурой за газовыми котлами Т 1УХ, которую в России принимают не ниже 110–130 0 С по двум причинам:

• для увеличения естественной тяги и снижения напора (расхода энергии) дымососа;
• для исключения конденсации водяных паров в боровах, газоходах и дымовых трубах.

Расширенный анализ большого массива 1 опытных данных балансовых, пусконаладочных испытаний, проведенных специализированными организациями, режимных карт, отчетной статистики станций и т. п. и результаты расчетов значений потери тепла с уходящими продуктами сгорания q 2 , количествa утилизируемого тепла 2 Q УТ и производных от них показателей в широком диапазоне нагрузок станционных котлов приведены в табл. 1 3 . Цель – определение q 2 и соотношений величин Q K , q 2 и Q УТ в типовых условиях работы котлов (табл. 2). В нашем случае не имеет значения, какой котел: паровой или водогрейный, промышленный или отопительный.

Показатели табл. 1, выделенные голубым цветом, рассчитывали по алгоритму (см. справку). Расчет процесса глубокой утилизации (определение Q УТ и др.) проводили по инженерной методике, приведенной в и описанной в . Коэффициент теплопередачи «продукты сгорания – конденсат» в конденсационном теплообменнике определяли по эмпирической методике завода – изготовителя теплообменника (ОАО «Калориферный завод», Кострома).

Результаты свидетельствуют о высокой экономической эффективности технологии глубокой утилизации для станционных котлов и рентабельности предлагаемого проекта. Срок окупаемости систем – от 2 лет для котла минимальной мощности (табл. 2, котел № 1) до 3–4 мес. Полученные соотношения β, φ, σ, а также статьи экономии (табл. 1, строки 8–10, 13–18) позволяют сразу оценить возможности и конкретные показатели заданного процесса, котла.

Утилизация тепла в газовом подогревателе

Обычная технологическая схема электростанции предусматривает нагрев конденсата в газовом подогревателе (часть хвостовых поверхностей котла, экономайзера) на отходящих из котла дымовых газах.

После конденсатора насосами (иногда через блочную обессоливающую установку – далее БОУ) конденсат направляется в газовый подогреватель, после которого поступает в деаэратор. При нормативном качестве конденсата БОУ байпасируют. Для исключения конденсации водяных паров из уходящих газов на последних трубах газового подогревателя температура конденсата перед ним поддерживается не ниже 60 0 С посредством рециркуляции на вход в него подогретого конденсата.

Для дополнительного снижения температуры уходящих газов в линию рециркуляции конденсата нередко включают водоводяной теплообменник, охлаждаемый подпиточной водой теплосети. Подогрев сетевой воды осуществляется конденсатом из газового подогревателя. При дополнительном охлаждении газов на 10 0 С в каждом котле можно получить около 3,5 Гкал/ч теплофикационной нагрузки.

Для предотвращения кипения конденсата в газовом подогревателе за ним устанавливают регулирующие питательные клапаны. Основное их назначение – распределение расхода конденсата между котлами в соответствии с тепловой нагрузкой ПТУ .

Система глубокой утилизации с конденсационным теплообменником

Как можно видеть из технологической схемы (рис. 1), конденсат пара из конденсатосборника насосом 14 подается в сборный бак 21, а оттуда в распределительный коллектор 22. Здесь конденсат при помощи системы автоматического регулирования станции (см. ниже) разделяется на два потока: один подается в узел глубокой утилизации 4 , в конденсационный теплообменник 7, а второй – на подогреватель низкого давления (ПНД) 18, а затем в деаэратор 15. Температура конденсата пара из конденсатора турбины (около 20–35 0 С) позволяет охладить продукты сгорания в конденсационном теплообменнике 7 до требуемых 40 0 С, т. е. обеспечить глубокую утилизацию.

Нагретый конденсат пара из конденсационного теплообменника 7 подается через ПНД 18 (либо минуя 18) в деаэратор 15. Полученный в конденсационном теплообменнике 7 конденсат продуктов сгорания сливается в поддон и резервуар 10. Оттуда он подается в бак загрязненного конденсата 23 и перекачивается дренажным насосом 24 в бак запаса конденсата 25, из которого конденсатным насосом 26 через регулятор расхода подается на участок очистки конденсата продуктов сгорания (на рис. 1 не показан), где производят его обработку по известной технологии. Очищенный конденсат продуктов сгорания подают в ПНД 18 и далее в деаэратор 15 (либо сразу в 15). Из деаэратора 15 поток чистого конденсата подают питательным насосом 16 в подогреватель высокого давления 17, а из него в котел 1.

Таким образом, утилизируемое в конденсационном теплообменнике тепло продуктов сгорания экономит топливо, расходуемое в технологической схеме электростанции на подогрев станционного конденсата перед деаэратором и в самом деаэраторе.

Конденсационный теплообменник устанавливают в камере 35 на стыке котла 27 с газоходом (рис. 2в). Тепловую нагрузку конденсационного теплообменника регулируют байпасированием, т. е. отводом части горячих газов помимо конденсационного теплообменника через байпасный канал 37 дроссель-клапаном (шибером) 36.

Простейшей была бы традиционная схема: конденсационный экономайзер, точнее хвостовые секции экономайзера котла, типа газовый подогреватель, но работающие в конденсационном режиме, т. е. с охлаждением продуктов сгорания ниже температуры точки росы. Но при этом возникают трудности конструктивного и эксплуатационного плана (обслуживание и пр.), требующие специальных решений.

Применимы различные типы теплообменников: кожухотрубные, прямотрубные, с накатанными ребрами, пластинчатые или эффективная конструкция с новой формой теплообменной поверхности с малым радиусом гиба (регенератор РГ-10, НПЦ «Анод»). В данной схеме в качестве конденсационного теплообменника приняты теплообменные блоки-секции на базе биметаллического калорифера марки ВНВ123-412-50АТЗ (ОАО «Калориферный завод», Кострома).

Выбор компоновки секций и подключения по воде и газам позволяют варьировать и обеспечивать скорости воды и газов в рекомендуемых пределах (1–4 м/с) . Газоход, камера, газовый тракт выполняются из коррозионно-стойких материалов, покрытий, в частности нержавеющих сталей, пластиков – это общепринятая практика.

* Потери тепла с химической неполнотой сгорания отсутствуют.

Особенности глубокой утилизации с конденсационным теплообменником

Высокая эффективность технологии позволяет в широких пределах регулировать тепловую мощность системы, сохраняя ее рентабельность: степень байпасирования, температуру продуктов сгорания за конденсационным теплообменником и пр. Тепловую нагрузку конденсационного теплообменника QУТ и, соответственно, количество конденсата, подаваемое в него из коллектора 22 (рис. 1), определяют как оптимальную (а не обязательно максимальную) по технико-экономическим расчетам и конструктивным соображениям с учетом режимных параметров, возможностей и условий технологической схемы котла и станции в целом.

После контакта с продуктами сгорания природного газа конденсат сохраняет высокое качество и нуждается в простой и недорогой очистке – декарбонизации (и то не всегда) и дегазации. После обработки на участке химводоподготовки (не показан) конденсат насосом через регулятор расхода подается в конденсатную линию станции – на деаэратор, а после него в котел. Если конденсат не используется, его сливают в канализацию.

В узле сбора и обработки конденсата (рис. 1, поз. 8, 10, рис. 2, поз. 23–26) применяют известное штатное оборудование систем глубокой утилизации (см., например, ).

В установке вырабатывается большое количество избыточной воды (конденсата водяных паров от сгорания углеводородов и дутьевого воздуха), поэтому система не нуждается в подпитке.

Температура продуктов сгорания на выходе из конденсационного теплообменника Т 2УХ определяется условием конденсации водяных паров в уходящих продуктах сгорания (в диапазоне 40–45 0 С).

С целью исключения выпадения конденсата в газовом тракте и особенно в дымовой трубе предусматривается байпасирование, т. е. перепуск части продуктов сгорания по обводному каналу помимо узла глубокой утилизации так, чтобы температура смеси газов за ним была в пределах 70–90 0 С. Байпасирование ухудшает все показатели процесса. Оптимальный режим – работа с байпасированием в холодное время года, а летом, когда опасности конденсации и обледенения нет, – без него.

Температура уходящих газов котлов (обычно 110–130 0 С) позволяет нагревать конденсат в конденсационном теплообменнике перед деаэратором до требуемых 90–100 0 С. Таким образом, удовлетворяются требования технологии по температурам: и нагрева конденсата (порядка 90 0 С), и охлаждения продуктов сгорания (до 40 0 С) до конденсации.

Сравнение технологий утилизации тепла продуктов сгорания

Принимая решение по утилизации тепла продуктов сгорания котла, следует сравнивать эффективности предлагаемой системы глубокой утилизации и традиционной схемы с газовым подогревателем как ближайшего аналога и конкурента.

Для нашего примера (см. справку 1) мы получили при глубокой утилизации количество утилизируемого тепла Q УТ равным 976 кВт.

Принимаем температуру конденсата на входе в газовый подогреватель конденсата 60 0 С (см. выше), при этом температура продуктов сгорания на выходе из него как минимум 80 0 С. Тогда утилизируемое в газовом подогревателе тепло продуктов сгорания, т. е. экономия тепла, будет равна 289 кВт , что в 3,4 раза меньше, чем в системе глубокой утилизации. Таким образом, «цена вопроса» в нашем примере 687 кВт, или, в годовом исчислении, 594 490 м 3 газа (при КИМ = 0,85) стоимостью около 3 млн руб. Выигрыш будет расти с мощностью котла.

Достоинства технологии глубокой утилизации

В заключение можно сделать выводы, что, помимо энергосбережения, при глубокой утилизации продуктов сгорания котла электростанции достигаются следующие результаты:

• снижение эмиссии токсичных окислов CO и NOx, обеспечение экологической чистоты процесса;
• получение дополнительной, избыточной воды и исключение тем самым потребности в подпиточной воде котла;
• конденсация водяных паров продуктов сгорания локализуется в одном месте – в конденсационном теплообменнике. Не считая незначительного брызгоуноса после каплеуловителя, исключается выпадение конденсата в последующем газовом тракте и связанные с этим разрушение газоходов от коррозионного воздействия влаги, образование наледи в тракте и особенно в дымовой трубе;
• необязательным в ряде случаев становится применение водо-водяного теплообменника; отпадает необходимость в рециркуляции: подмешивании части горячих газов к охлажденным (или нагретого конденсата к холодному) в целях повышения температуры уходящих продуктов сгорания для предотвращения конденсации в газовом тракте и дымовой трубе (экономия энергии, средств).

Литература

1. Шадек Е., Маршак Б., Анохин А., Горшков В. Глубокая утилизация тепла отходящих газов теплогенераторов // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ. 2014. № 2 (23).
2. Шадек Е. Тригенерация как технология экономии энергоресурсов // Энергосбережение. 2015. № 2.
3. Шадек Е., Маршак Б., Крыкин И., Горшков В. Конденсационный теплообменник-утилизатор – модернизация котельных установок // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ. 2014. № 3 (24).
4. Кудинов А. Энергосбережение в теплогенерирующих установках. М. : Машиностроение, 2012.
5. Равич М. Упрощенная методика теплотехнических расчётов. М. : Изд-во АН СССР, 1958.
6. Березинец П., Ольховский Г. Перспективные технологии и энергоустановки для производства тепловой и электрической энергии. Раздел шестой. 6.2 газотурбинные и парогазовые установки. 6.2.2. Парогазовые установки. ОАО «ВТИ». «Современные природоохранные технологии в энергетике». Информационный сборник под ред. В. Я. Путилова. М. : Издательский дом МЭИ, 2007.

1 Первоисточник данных: обследования водогрейных котлов (11 шт. в трех котельных тепловых сетей), сбор и обработка материалов .

2 Методика расчета, в частности Q УТ, приведена в .

Использование: энергетика, утилизация теплоты уходящих газов. Сущность изобретения: поток газов увлажняют путем его пропускания через пленку конденсата, сформированную на двухгранном дырчатом листе 4, где газы насыщаются водяными парами. В камере 2 над листом 4 происходит объемная конденсация водяных паров на пылевидных частицах и мельчайших капельках парогазового потока. Подготовленная парогазовая смесь охлаждается до температуры точки росы путем передачи тепла потока нагреваемой среды через стенку теплообменных элементов 8. Конденсат из потока выпадает на наклонные перегородки 5 с желобами 10 и далее поступает на лист 4 по сливной трубе 9. 1 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области котельной техники, а более конкретно к сфере утилизации теплоты отходящих газов. Известен способ утилизации теплоты уходящих газов (СССР авт.св. N 1359556, МКИ F 22 В 33/18, 1986), являющийся ближайшим аналогом, при котором продукты сгорания последовательно принудительно увлажняются, сжимаются в компрессоре, охлаждаются до температуры ниже температуры точки росы совместно с конденсацией водяных паров при давлении выше атмосферного, сепарируются в сепараторе, расширяются с одновременным понижением температуры в турбодетандере и удаляются в атмосферу. Известен способ утилизации теплоты отходящих газов (ГДР, пат. N 156197, МКИ F 28 D 3/00, 1982) достигающийся противоточным движением в теплообменнике отходящих газов и промежуточной жидкой среды, нагревающейся до температуры больше температуры точки росы отходящих газов, которые охлаждаются до температуры ниже точки росы. Известен способ низкотемпературного нагрева с использованием высшей теплотворной способности топлива (ФРГ, заявка N OS 3151418, МКИ F 23 J 11/00, 1983), заключающийся в том, что в нагревательном устройстве сжигается топливо с образованием горячих газов, которые поступают в нагревательное устройство вперед и в сторону. На части тракта течения топливные газы направляются вниз с образованием конденсата. Топливные газы на выходе имеют температуру 40 45 o С. Известный способ позволяет производить охлаждение отходящих газов ниже температуры точки росы, что несколько повышает тепловую экономичность установки. Однако, при этом имеет место распыл конденсата через форсунки, что приводит к дополнительному расходу электроэнергии на собственные нужды и увеличивает содержание водных паров в продуктах сгорания. Включение в схему компрессора и турбодетандера, осуществляющих, соответственно, сжатие и расширение продуктов сгорания, не дает повышения экономичности, и, кроме того, приводит к дополнительному расходу электроэнергии, связанному с потерями в компрессоре и турбодетандере. Задачей изобретения является интенсификация теплообмена при глубокой утилизации теплоты уходящих газов. Поставленная задача решается благодаря тому, что увлажнение газового потока осуществляют путем его пропускания через пленку конденсата с насыщением потока водяными парами с последующей конденсацией последних, а также выпадением конденсата на упомянутую пленку и стеканием неиспарившейся части. Предлагаемый способ может быть реализован в устройстве, изображенном на чертеже, где: 1 сборник конденсата, 2 камера, 3 корпус, 4 двугранный неравносторонний наклонный дырчатый лист, 5 наклонные перегородки, 6 - суживающийся двумерный диффузор, 7 расширяющийся диффузор, 8 теплообменная поверхность, 9 сливная труба, 10 желоб, 11 сопрягаемая поверхность, 12 - сепаратор, 13 теплообменник перегрева, 14 дымосос, 15 дымовая труба, 16 гидрозатвор, 17 горизонтальная ось. Работа устройства по предлагаемому способу утилизации теплоты продуктов сгорания аналогична тепловой трубе атмосферного типа. Испарительная ее часть находится в нижней части камеры 2, из которой поднимается подготовленная парогазовая смесь, а конденсационная на теплообменных поверхностях 3, с которых по наклонным перегородкам 5 с желобами 10 через сливные трубы 9 конденсат стекает на двугранный неравносторонний дырчатый лист 4, а избыток - в сборник конденсата 1. Продукты сгорания, поступившие из теплообменника перегрева 13, барботируют пленку конденсата на двугранном неравностороннем наклонном дырчатом листе 4. Конденсат распыляется, нагревается и испаряется, а его излишек стекает в сборник конденсата 1. Дымовые газы насыщаются водяными парами при давлении, примерно равном атмосферному. Оно зависит от режима совместной работы вентилятора и дымососа 14. В камере 2 водяные пары находятся в пересыщенном состоянии, так как давление пара в газовой смеси больше давления насыщенного пара. Мельчайшие капельки, пылевидные частицы продуктов сгорания становятся центрами конденсации, на которых в камере 2 без теплообмена с окружающей средой идет процесс объемной конденсации водяных паров. Подготовленная парогазовая смесь конденсируется на теплообменных поверхностях 8. При температуре поверхности этих теплообменных элементов 8 существенно ниже температуры точки росы влагосодержание продуктов сгорания после утилизатора теплоты ниже исходного. Заключительной фазой этого непрерывного процесса является выпадение конденсата на наклонные перегородки 5 с жалобами 10 и его попадание на дырчатый лист 4 по сливной трубе 9. Подтверждением достижения поставленной задачи служит следующее: 1. Величина коэффициента теплопередачи увеличилась до 180 250 Вт/м 2 o C, что резко снижает площадь теплообменной поверхности и соответственно уменьшает массогабаритные показатели. 2. Уменьшение в 2,5 3 раза начального влагосодержания водяных паров в уходящих газах снижает интенсивность коррозионных процессов газового тракта и дымовой трубы. 3. Колебание нагрузки парогенератора не влияет на снижение эффективности котельной установки.

Формула изобретения

Способ утилизации теплоты уходящих газов, заключающийся в том, что поток газов увлажняют и охлаждают до температуры точки росы путем передачи тепла потока нагреваемой среде через стенку, отличающийся тем, что увлажнение газового потока осуществляют путем его пропускания через пленку конденсата с насыщением потока водяными парами с последующей конденсацией последних, а также выпадением конденсата на упомянутую пленку и стеканием неиспарившейся его части.

Методы утилизации тепла. Дымовые газы, покидающие рабочее пространство печей, имеют весьма высокую температуру и поэтому уносят с собой значитель­ное количество тепла. В мартеновских печах, например, из рабо­чего пространства с дымовыми газами уносится около 80 % всего тепла поданного в рабочее пространство, в нагревательных печах около 60 %. Из рабочего пространства печей дымовые газы уносят с собой тем больше тепла, чем выше их температура и чем ниже коэффициент использования тепла в печи. В связи с этим целесообразно обеспечивать утилизацию тепла отходящих ды­мовых газов, которая может быть выполнена принципиально двумя методами: с возвратом части тепла, отобранного у дымовых газов, обратно в печь и без возврата этого тепла в печь. Для осуществления первого метода необходимо тепло, отобранное у дыма, передать идущим в печь газу и воздуху (или только воздуху)-Для достижения этой цели широко используют теплообменники рекуперативного и регенеративного типов, применение которых позволяет повысить к. п. д. печного агрегата, увеличу температуру горения и сэкономить топливо. При втором методе утилизации тепло отходящих дымовых газов используется в теплосиловых котельных и турбинных установках, чем достигается существенная экономия топлива.

В отдельных случаях оба описанных метода утилизации тепла отходящих дымовых газов используются одновременна Это делается тогда, когда температура дымовых газов поеле теплообменников регенеративного или рекуперативного типа остается достаточно высокой и целесообразна дальнейшая утилизация тепла в теплосиловых установках. Так, например, в мартенсвских печах температура дымовых газов после регенераторов вставляет 750-800 °С, поэтому их повторно используют в котлах-утилизаторах.

Рассмотрим подробнее вопрос утилизации тепла отходящих дымовых газов с возвратом части их тепла в печь.

Следует прежде всего отметить, что единица тепла, отобранная у дыма и вносимая в печь воздухом или газом (единица физического тепла), оказывается значительно ценнее единиц тепла, полученной в печи в результате сгорания топлива (единицы химического тепла), так как тепло подогретого воздуха (газа) не влечет за собой потерь тепла с дымовыми газами. Ценность еди- ницы физического тепла тем больше, чем ниже коэффициент ис- пользования топлива и чем выше температура отходящих дымовых газов.

Для нормальной работы печи следует каждый час в рабочее пространство подавать необходимое количество тепла. В Э то ко­личество тепла входит не только тепло топлива Q х, но и тепло подогретого воздуха или газа Q Ф, т. е. Q Σ = Q х + Q ф

Ясно, что при Q Σ = сопst увеличение Q ф позволит Уменьшить Q х. Иными словами, утилизация тепла отходящих дымовых газов позволяет достичь экономии топлива, которая зависит от степени утилизации тепла дымовых газов

R = Н в / Н д

где Н в и Н д - соответственно энтальпия подогретого воздуха и отходящих из рабочего пространства дымовых газов, кВт или

кДж/период.

Степень утилизации тепла может быть также названа КРД рекуператора (регенератора), %

кпд р = (Н в / Н д) 100%.

Зная величину степени утилизации тепла, можно Определить экономию топлива по следующему выражению:

где Н " д и Н д - соответственно энтальпия дымовых газов при темпе­ратуре горения и покидающих печь.

Снижение расхода топлива в результате использования тепла отходящих дымовых газов обычно дает значительный экономи­ческий эффект и является одним из путей снижения затрат на на­грев металла в промышленных печах.

Кроме экономии топлива, применение подогрева воздуха (газа) сопровождается увеличением калориметрической темпера­туры горения Т к, что может являться основной целью рекупера­ции при отоплении печей топливом с низкой теплотой сгорания.

Повышение Q Ф при приводит к увеличению тем­пературы горения. Если необходимо обеспечить определенную величину Т к, то повышение температуры подогрева воздуха (газа), приводит к уменьшению величины , т. е. к снижению доли в то­пливной смеси газа с высокой теплотой сгорания.

Поскольку утилизация тепла позволяет значительно экономить топливо, целесообразно стремиться кмаксимально возможной, экономически оправданной степени утилизации. Однако необхо­димо сразу заметить, что утилизация не может быть полной, т. е. всегда R < 1. Это объясняется тем, что увеличение поверхности нагрева рационально только до определенных пределов, после которых оно уже приводит кочень незначительному выигрышу в экономии тепла.

Характеристика теплообменных устройств. Как уже указывалось, утилизацию тепла отходящих дымовых газов с возвратом их в печь можно осуществить в теплообменных устройствах регенеративного и рекуперативного типов. Регенера­тивные теплообменники работают при нестационарном тепловом состоянии, рекуперативные - при стационарном.

Теплообменники регенеративного типа имеют следующие основ­ные недостатки:

1) не могут обеспечить постоянную температуру подогрева воз­духа или газа, которая падает по мере остывания кирпичей на­садки, что ограничивает возможность применения автоматического регулирования печи;

2) прекращение питания печи теплом при перекидке клапанов;

3) при подогреве топлива имеет место вынос газа через ды­мовую трубу, величина которого достигает 5-6 % полного рас­хода;

4) весьма большие объем и масса регенераторов;

5) неудобно расположены - располагают керамические реге­нераторы всегда под печами. Исключение составляют только кау­перы, помещаемые около доменных печей.

Однако, несмотря на очень серьезные недостатки, регенератив­ные теплообменники иногда еще применяют на высокотемператур­ных печах (мартеновских и доменных печах, в нагревательных колодцах). Это объясняется тем, что регенераторы могут работать при весьма высокой температуре дымовых газов (1500-1600 °С). При такой температуре рекуператоры работать устойчиво пока не могут.

Рекуперативный принцип утилизации тепла отходящих дымо­вых газов более прогрессивен и совершенен. Рекуператоры обе­спечивают постоянную температуру подогрева воздуха или газа и не требуют никаких перекидных устройств - это обеспечивает более ровный ход печи и большую возможность для автоматизации и контроля ее тепловой работы. В рекуператорах отсутствует вы­нос газа в дымовую трубу, они меньшего объема и массы. Однако рекуператорам свойственны и некоторые недостатки, основными из которых являются низкая огнестойкость (металлических реку­ператоров) и низкая газоплотность (керамических рекуператоров).

Общая характеристика теплообмена в рекуператорах. Рассмотрим общую характеристику теплообмена в рекуператоре. Рекуператор представляет собой теплообменный аппа­рат, работающий в условиях стационарного теплового состояния, когда тепло постоянно передается от остывающих дымовых газов к нагревающемуся воздуху (газу) через разделительную стенку.

Полное количество тепла, переданного в рекуператоре, опре­деляют по уравнению

Q = К Δt ср F ,

где К - суммарный коэффициент теплопередачи от дыма к воз­духу (газу), характеризующий общий уровень тепло­передачи в рекуператоре, Вт/(м 2 -К);

Δt ср - средняя (по всей поверхности нагрева) разность темпе­ратур между дымовыми газами и воздухом (газом), К;

F - поверхность нагрева, через которую происходит пе­редача тепла от дымовых газов к воздуху (газу), м 2 .

Теплопередача в рекуператорахвключает в себя три основные ступени передачи тепла: а) от дымовых газов к стенкам рекупера­тивных элементов; б) через разделительную стенку; в) от стенки к нагреваемому воздуху или газу.

На дымовой стороне рекуператора тепло от дымовых газов к стенке передается не только конвекцией, но и излучением. Сле­довательно, локальный коэффициент теплоотдачи на дымовой стороне равен

где - коэффициент теплоотдачи от дымовых газов к стенке

конвекцией, Вт/(м 2 ·°С);

Коэффициент теплоотдачи от дымовых газов к стенке

путем излучения, Вт/(м 2 ·°С).

Передача тепла через разделительную стенку зависит от теп­лового сопротивления стенки и состояния ее поверх­ности.

На воздушной стороне рекуператора при нагреве воздуха тепло от стенки к воздуху передается только конвекцией, при нагреве газа - конвекцией и излучением. Таким образом, при нагреве воздуха теплоотдача определяется локальным коэффи­циентом теплоотдачи конвекцией ; если нагревается газ, то коэффициент теплоотдачи

Все отмеченные локальные коэффициенты теплоотдачи объеди­нены в суммарном коэффициенте теплопередачи

, Вт/(м 2 ·°С).

В трубчатых рекуператорах суммарный коэффициент тепло­передачи следует определять для цилиндрической стенки (линей­ный коэффициент теплопередачи)

, Вт/(м·°С)

Коэффициент К называется коэффициентом теплопередачи трубы. Если же необходимо отнести количество тепла к площади внутренней или наружной поверхности трубы, то суммарные коэффициенты теплопередачи можно определить следующим об­разом:

,

где a 1 - коэффициент теплоотдачи на внутренней стороне

трубы, Вт/(м 2 ·°С);

a 2 - то же, на наружной стороне трубы, Вт/(м 2 ·°С);

r 1 и r 2 - соответственно радиусы внутренней и наружной

поверхностей трубы, м. В металлических рекуператорах можно пренебречь величиной теплового сопротивления стенки , и тогда суммарный коэффи­циент теплопередачи можно записать в следующем виде:

Вт/(м 2 ·°С)

Все локальные коэффициенты теплоотдачи, необходимые для определения величины К, можно получить на основании законов теплоотдачи конвекцией и излучением.

Поскольку между воздушной и дымовой сторонами рекупера­тора всегда есть перепад давлений, наличие неплотностей в реку­перативной насадке приводит к утечке воздуха, достигающей иногда 40-50%. Прососы резко снижают эффективность рекуперативных установок; чем больше прососанного воздуха, тем меньше доля тепла, полезно использованного в керамическом рекуператоре (см. ниже):

Утечка, % 0 25 60

Конечная температура дымовых газов,

°С 660 615 570

Температура подогрева воздуха, °С 895 820 770

КПД рекуператора (без учета по-

терь), % 100 84 73,5

Утечка воздуха влияет на величину локальных коэффициентов теплоотдачи, причем воздух, попавший в дымовые газы, не только

Рис. 4. Схемы движения газовых сред в теплообменниках рекуперативного типа

снижает их температуру, но и уменьшает процентное содержание С0 2 и Н 2 0, вследствие чего ухудшается излучательная способ­ность газов.

Как при абсолютно газоплотном рекуператоре, так и при утечке локальные коэффициенты теплоотдачи меняются по поверхности нагрева, поэтому при расчете рекуператоров определяют отдельно величины локальных коэффициентов теплоотдачи для верха и низа и затем уже по усредненному значению находят суммарный коэффициент теплопередачи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Б.А.Арутюнов, В.И. Миткалинный, С.Б. Старк. Металлургическая теплотехника, т.1, М, Металлургия, 1974, с.672
2. В.А.Кривандин и др. Металлургическая теплотехника, М, Металлургия, 1986, с.591
3. В.А.Кривандин, Б.Л. Марков. Металлургические печи, М, Металлургия, 1977, с.463
4. В.А.Кривандин, А.В.Егоров. Тепловая работа и конструкции печей черной металлургии, М, Металлургия, 1989, с.463

В. В. Гетман, Н. В. Лежнева МЕТОДЫ УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛОТЫ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ ОТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

Ключевые слова: газотурбинные установки, парогазовые установки

В работе рассмотрены различные методы утилизации теплоты уходящих газов от энергетических установок с целью повышения их эффективности, экономии органического топлива и наращивания энергетических мощностей.

Keywords: gas-turbine installations, steam-gas installations

In work various methods of utilization of warmth of leaving gases from power installations for the purpose of increase of their efficiency, economy of organic fuel and accumulation of power capacities are considered.

С началом экономических и политических реформ в России, в первую очередь необходимо произвести ряд принципиальных изменений в электроэнергетике страны. Новая энергетическая политика должна решить ряд задач, в числе которых освоение современных высокоэффективных технологий производства электрической и тепловой энергии.

Одной из таких задач является повышение эффективности энергетических установок с целью экономии органического топлива и наращивания энергетических мощностей. Наиболее

перспективными в этом отношении являются газотурбинные установки, с уходящими газами которых выбрасывается до 20% тепла .

Существуют несколько путей повышения к. п. д. газотурбинных двигателей , в числе которых:

Повышение температуры газа перед турбиной для ГТУ простого термодинамического цикла,

Применение регенерации тепла,

Использование тепла уходящих газов в бинарных циклах,

Создание ГТУ по сложной термодинамической схеме и т. д.

Наиболее перспективным направлением считается совместное использование газотурбинных и паротурбинных установок (ГТУ и ПТУ) с целью повышения их экономических и экологических характеристик.

Газотурбинные и созданные с их использованием комбинированные установки при технически достижимых в настоящее время параметрах обеспечивают существенное повышение эффективности производства тепловой и электроэнергии.

Широкое применение бинарных ПГУ, а также различных комбинированных схем при техническом перевооружении ТЭС позволит экономить до 20% топлива по сравнению с традиционными паротурбинными блоками.

По оценкам специалистов экономичность комбинированного парогазового цикла возрастает при повышении начальной температуры газов перед ГТУ и увеличении доли газотурбинной мощности. Немаловажное значение

имеет также то обстоятельство, что помимо выигрыша в экономичности такие системы требуют значительно меньших капитальных затрат, их удельная стоимость в 1.5 - 2 раза меньше, чем стоимость газо-мазутных паротурбинных блоков и ПГУ с минимальной газотурбинной мощностью .

По данным можно выделить три основных направления использования ГТУ и ПГУ в энергетике.

Первое, широко используемое в промышленно развитых странах, - применение ПГУ на крупных конденсационных ТЭС, работающих на газе. В этом случае наиболее эффективно использовать ПГУ утилизационного типа с большой долей газотурбинной мощности (рис. 1).

Применение ПГУ позволяет повысить на ТЭС эффективность сжигания топлива на ~ 11-15 % (ПГУ со сбросом газов в котёл), на ~ 25-30 % (бинарные ПГУ).

До недавнего времени широких работ по внедрению ПГУ в России не проводилось. Тем не менее, единичные образцы таких установок достаточно давно и успешно используются, например ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) типа ВПГ-50 головного энергоблока ПГУ-120 и 3-х модернизированных энергоблоков с ВПГ-120 на филиале «ТЭЦ-2» ОАО «ТГК-1» ; ПГУ-200 (150) с ВПГ-450 на филиале «Невинномысская ГРЭС». На Краснодарской ГРЭС установлено три парогазовых энергоблока мощностью по 450 МВт. В состав энергоблока входят две газовые турбины мощностью по 150 МВт, два котла-утилизатора и паровая турбина, мощностью 170 МВт, к. п. д. такой установки составляет 52.5% . Дальнейшее

повышение к. п. д. ПГУ утилизационного типа возможно путем усовершенствования

газотурбинной установки и усложнения схемы парового процесса.

Рис. 1 - Схема ПГУ с котлом-утилизатором

Парогазовая установка с котлом-

утилизатором (рис. 1) включает в себя: 1-

компрессор; 2 - камеру сгорания; 3 - газовую

турбину; 4 - электрогенератор; 5 - котел-

утилизатор; 6 - паровую турбину; 7 - конденсатор; 8

Насос и 9 - деаэратор. В котле-утилизаторе топливо не дожигается, а вырабатываемый перегретый пар используется в паротурбинной установке.

Второе направление - использование газовых турбин для создания ПГУ - ТЭЦ и ГТУ -ТЭЦ. За последние годы было предложено множество вариантов технологических схем ПГУ -ТЭЦ. На ТЭЦ, работающих на газе целесообразно использовать теплофикационные ПГУ

утилизационного типа. Характерным примером

крупной ПГУ - ТЭЦ такого типа является Северо -Западная ТЭЦ в г. Санкт - Петербурге. Один блок ПГУ на этой ТЭЦ включает: две газовые турбины, мощностью по 150 МВт, два котла - утилизатора, паровую турбину. Основные показатели блока: электрическая мощность - 450 МВт, тепловая мощность - 407 МВт, удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии - 154.5 г у. т./(кВт. ч), удельный расход условного топлива на отпуск тепла - 40.6 кг у. т./ГДж, к. п. д. ТЭЦ по отпуску электрической энергии - 79.6%, тепловой энергии - 84.1%.

Третье направление - использование газовых турбин для создания ПГУ - ТЭЦ и ГТУ -ТЭЦ малой и средней мощности на базе котельных. ПГУ - ТЭЦ и ГТУ - ТЭЦ наилучших вариантов, создаваемые на базе котельных, обеспечивают к. п. д. по отпуску электрической энергии в теплофикационном режиме на уровне 76 - 79%.

Типовая парогазовая установка состоит из двух ГТУ, каждая со своим котлом-утилизатором, подающим вырабатываемый пар в одну общую паровую турбину.

Установка такого типа была разработана для Щекинской ГРЭС . ПГУ-490 была предназначена для выработки электрической энергии в базовом и на частичных режимах работы электростанции с отпуском тепла стороннему потребителю до 90 МВт при зимнем температурном графике. Принципиальная схема блока ПГУ-490 вынужденно ориентировалась на недостаток места при размещении котла-утилизатора и

паротурбинной установки в корпусах электростанции, что создавало определенные трудности для достижения оптимальных режимов комбинированной выработки тепла и электроэнергии.

При отсутствии ограничений по размещению установки, а также при использовании усовершенствованной ГТУ можно существенно повысить экономичность блока. В качестве такой усовершенствованной ПГУ в предлагается одновальная ПГУ-320 мощностью 300 МВт. Комплектной ГТУ для ПГУ-320 является одновальная ГТЭ-200, создание которой предполагается осуществить переходом на

двухопорный ротор, модернизацией системы охлаждения и других узлов ГТУ с целью повышения начальной температуры газа. Кроме ГТЭ-200 моноблок ПГУ-320 содержит ПТУ К-120-13 с трехцилиндровой турбиной, конденсатный насос, конденсатор пара уплотнений, подогреватель, питаемый греющим паром, подаваемым из отбора перед последней ступенью ПТ, а также котел-утилизатор двух давлений, содержащий восемь участков теплообмена, включая промежуточный перегреватель пара.

Для оценки эффективности установки был проведен термодинамический расчет, в результате которого был сделан вывод о том, что при работе в конденсационном режиме ПГУ-490 ЩГРЭС ее электрический к. п. д. может быть повышен на 2.5% и доведен до 50.1%.

Исследования теплофикационных

парогазовых установок показали, что экономические показатели ПГУ существенно зависят от структуры их тепловой схемы, выбор которой осуществляется в пользу установки, обеспечивающей минимальную температуру уходящих газов. Это объясняется тем, что уходящие газы являются основным источником потерь энергии, и для увеличения эффективности схемы их температуру необходимо уменьшать.

Модель одноконтурной теплофикационной ПГУ, представленная на рис. 2, включает в себя котел - утилизатор барабанного типа с естественной циркуляцией среды в испарительном контуре . По ходу газов в котле снизу вверх последовательно расположены поверхности нагрева:

пароперегреватель ПП, испаритель И, экономайзер Э и газовый перегреватель сетевой воды ГСП.

Рис. 2 - Тепловая схема одноконтурной ПГУ

Расчеты системы показали, что при изменении параметров свежего пара происходит перераспределение мощности, вырабатываемой ПГУ, между тепловой и электрической нагрузками. При росте параметров пара увеличивается выработка электрической и уменьшается выработка тепловой энергии. Это объясняется тем, что при увеличении параметров свежего пара уменьшается его выработка. При этом из-за снижения расхода пара при малом изменении его параметров в отборах уменьшается тепловая нагрузка подогревателя сетевой воды.

Двухконтурная ПГУ, также как и одноконтурная, состоит из двух газовых турбин, двух котлов-утилизаторов и одной паровой турбины (рис.3). Подогрев сетевой воды осуществляется в двух подогревателях ПГС и (при необходимости) в пиковом сетевом подогревателе.

По ходу газов в котле-утилизаторе

последовательно расположены следующие

поверхности нагрева: пароперегреватель высокого давления ППВД, испаритель высокого давления ИВД, экономайзер высокого давления ЭВД, пароперегреватель низкого давления ППНД,

испаритель низкого давления ИНД, газовый подогреватель низкого давления ГПНД, газовый подогреватель сетевой воды ГСП.

Рис. 3 - Принципиальная тепловая схема

двухконтурной ПГУ

Рис. 4 - Схема утилизации теплоты уходящих газов ГТУ

Кроме котла-утилизатора тепловая схема включает в себя паровую турбину, имеющую три цилиндра, два подогревателя сетевой воды ПСГ1 и ПСГ2, деаэратор Д и питательные насосы ПЭН. Отработавший пар турбины направлялся в ПСГ1. В подогреватель ПСГ2 подается пар из отбора турбины. Вся сетевая вода проходит через ПСГ1, затем часть воды направляется в ПСГ2, а другая часть после первой ступени подогрева - в ГСП, расположенный в конце газового тракта котла-утилизатора. Конденсат греющего пара ПСГ2 сливается в ПСГ1, а затем поступает в ГПНД и далее в деаэратор. Питательная вода после деаэратора частично поступает в экономайзер контура высокого давления, а частично - в барабан Б контура низкого давления. Пар из перегревателя контура низкого давления смешивается с основным потоком пара после цилиндра высокого давления (ЦВД) турбины.

Как показал сравнительный анализ, при использовании газа в качестве основного топлива применение утилизационных схем целесообразно, если соотношение тепловой и электрической энергии составляет 0.5 - 1.0, при соотношениях 1.5 и более, предпочтение отдается ПГУ по «сбросной» схеме.

Кроме подстройки паротурбинного цикла к циклу ГТУ, утилизация теплоты уходящих газов

ГТУ может осуществляться подачей в камеру сгорания ГТУ пара, вырабатываемого котлом-утилизатором, а также путем реализации регенеративного цикла .

Реализация регенеративного цикла (рис. 4) обеспечивает существенное повышение к. п. д. установки, в 1.33 раза, в том случае, если при создании ГТУ степень повышения давления выбрана в соответствии с намечаемой степенью регенерации. Такая схема включает в себя К -компрессор; Р - регенератор; КС - камера сгорания; ТК - турбина компрессора; СТ - силовая турбина; ЦК - центробежный компрессор. Если ГТУ выполнена без регенерации, а степень повышения давления л близка к оптимальному значению, то оснащение такой ГТУ регенератором не приводит к повышению ее к. п. д.

К. п. д. установки, осуществляющей подачу пара в камеру сгорания, повышается в 1.18 раз по сравнению с ГТУ, что позволяет снизить расход топливного газа, потребляемого газотурбинной установкой.

Сравнительный анализ показал, что наибольшая экономия топлива возможна при осуществлении регенеративного цикла ГТУ с высокой степенью регенерации, относительно невысоким значением степени повышения давления в компрессоре л = 3 и с небольшими потерями продуктов сгорания. Однако в большинстве отечественных ТКА в качестве привода использованы авиационные и судовые газотурбинные двигатели с высокой степенью повышения давления, и в этом случае утилизация теплоты уходящих газов эффективнее в паротурбинном блоке. Установка с подачей пара в камеру сгорания конструктивно наиболее проста, но менее эффективна.

Одним из способов достижения экономии газа и решения экологических проблем является применение на КС парогазовых установок. В исследовательских разработках рассматриваются два альтернативных варианта использования пара, полученного при утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ: ПГУ с приводом от паровой турбины нагнетателя природного газа и от паровой турбины электрогенератора. Принципиальное различие этих вариантов заключается в том, что в случае ПГУ с нагнетателем не только утилизируется теплота выхлопных газов ГПА, но и один ГПА заменяется на паротурбинный перекачивающий агрегат, а при ПГУ с электрогенератором число ГПА сохраняется, а за счет утилизируемой теплоты вырабатывается электроэнергия специальным паротурбинным агрегатом . Выполненный анализ показал, что ПГУ с приводом нагнетателя природного газа обеспечивали лучшие технико-экономические показатели.

В случае создания на базе КС парогазовой установки с котлом утилизатором , ГТУ используется для привода нагнетателя, а паросиловая установка (ПСУ) - для выработки электроэнергии, при этом температура отходящих газов за котлом - утилизатором составляет 1400С.

С целью повышения эффективности использования органического топлива в децентрализованных системах теплоснабжения возможна реконструкция отопительных котельных с размещением в них газотурбинных установок (ГТУ) небольшой мощности и утилизацией продуктов сгорания в топках существующих котлов . При этом электрическая мощность ГТУ зависит от режимов работы по тепловому или электрическому графикам нагрузок, а также от экономических факторов.

Оценить эффективность реконструкции котельной можно при сравнении двух вариантов : 1 - исходный (существующая котельная), 2 -альтернативный, с использованием ГТУ. Наибольший эффект был получен при электрической мощности ГТУ, равной

максимальной нагрузке района потребления.

Сравнительный анализ ГТУ с КУ, вырабатывающим пар в количестве 0.144 кг/кг с. г., конденсационным ТУ и ГТУ без КУ и с ТУ сухого теплообмена показал следующее: полезная

электрическая мощность - 1.29, расход природного газа - 1.27, отпуск тепла - 1.29 (соответственно 12650 и 9780 кДж/м3 природного газа). Таким образом, относительный прирост мощности ГТУ при вводе пара от КУ составил 29%, а расход дополнительного природного газа - 27%.

Согласно данным эксплуатационных испытаний температура уходящих газов в водогрейных котлах составляет 180 - 2300С, что создает благоприятные условия для утилизации теплоты газов с помощью конденсационных теплоутилизаторов (ТУ) . В ТУ, которые

используются для предварительного подогрева сетевой воды перед водогрейными котлами , осуществляется теплообмен с конденсацией водяных паров, содержащихся в уходящих газах, а нагрев воды собственно в котле происходит уже в режиме “сухого” теплообмена.

По данным наряду с экономией топлива использование ТУ обеспечивает также экономию электроэнергии. Объясняется это тем, что при вводе в котел дополнительного потока циркуляционной воды для сохранения расчетного расхода через котел необходимо часть обратной воды теплосети в количестве, равном рециркуляционному расходу, перепускать из обратной трубы в подающую.

При комплектовании электростанций из отдельных энергоблоков с газотурбинным приводом

электрогенераторов существует несколько вариантов утилизации теплоты выхлопных газов, например, с помощью утилизационного

теплообменника (УТО) для нагрева воды, или с использованием котла-утилизатора и

паротурбогенератора для увеличения выработки электроэнергии . Анализ работы станции с учетом утилизации теплоты с помощью УТО показал существенное увеличение коэффициента использования теплоты, в некоторых случаях в 2 раза и более, а экспериментальные исследования энергоблока ЭМ-25/11 с двигателем НК-37 позволили сделать следующий вывод. В зависимости от конкретных условий годовой отпуск утилизируемой теплоты может колебаться в пределах от 210 до 480 тыс. ГДж, а реальная экономия газа составила от 7 до 17 тыс. м3.

Литература

1. В.М. Масленников, Теплоэнергетика, 3, 39-41 (2000).

2. В.И. Романов, В.А. Кривуца, Теплоэнергетика, 4, 27-30 (1996).

3. Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982, 407 с.

4. В.И. Длугосельский, А.С. Земцов, Теплоэнергетика, 12, 3-7 (2000).

5. Б.М. Трояновский, А.Д. Трухний, В.Г. Грибин, Теплоэнергетика, 8, 9-13 (1998).

6. А. Д. Цой, Промышленная энергетика, 4, 50-52 (2000).

7. А.Д. Цой, А.В. Клевцов, А.В. Корягин, Промышленная энергетика, 12, 25-32 (1997).

8. В.И. Евено, Теплоэнергетика, 12, 48-50 (1998).

9. Н.И. Серебрянников, Э.И. Тапелев, А.К. Маханьков, Энергосбережение и водоподготовка, 2, 3-11 (1998).

10. Г.Д. Баринберг, В.И. Длугосельский, Теплоэнергетика, 1, 16-20 (1998)

11. А.П. Берсенев, Теплоэнергетика, 5, 51-53 (1998).

12. Е.Н. Бухаркин, Промышленная энергетика, 7, 34-37 (1998).

13. В.И. Доброхотов, Теплоэнергетика, 1, 2-8 (2000).

14. А.С. Попов, Е.Е. Новгородский, Б.А. Пермяков, Промышленная энергетика, 1, 34-35 (1997).

15. И.В. Белоусенко, Промышленная энергетика, 5, 53-55 (2000).

16. В.В. Гетман, Н.В. Лежнева, Вестник Казан. технол. Ун-та, 18, 174-179 (2011).

17. Н.В. Лежнева, В.И. Елизаров, В.В. Гетман, Вестник Казан. технол. Ун-та, 17, 162-167 (2012).

© В. В. Гетман - канд. техн. наук, доц. каф. автоматизации технологических процессов и производств ФГБОУ ВПО «КНИТУ», 1ега151@уаМех; Н. В. Лежнева - канд. техн. наук, доц. каф. автоматизации технологических процессов и производств ФГБОУ ВПО «КНИТУ», [email protected].